海上油田二元復(fù)合驅(qū)后二次高效開發(fā)策略研究

韓玉貴，楊二龍，趙 鵬，苑玉靜，宋 鑫，李 月，冉令博

（1.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300459；2.東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江大慶163318）

隨著化學(xué)驅(qū)項(xiàng)目的實(shí)施，渤海某化學(xué)驅(qū)油田已經(jīng)進(jìn)入二元驅(qū)開發(fā)末期，開發(fā)矛盾逐漸凸顯[1]，二元驅(qū)后剩余油分布更加零散，垂向剩余油分布存在弱、強(qiáng)水洗交互分布情況[2]，低效循環(huán)情況加劇，層間矛盾更加突出，全區(qū)注入壓力與生產(chǎn)動(dòng)態(tài)參數(shù)差異較大，二元驅(qū)開發(fā)效果表現(xiàn)出逐年變差的趨勢(shì)[3]。

根據(jù)二元驅(qū)油藏方案規(guī)劃，該化學(xué)驅(qū)油田將于2018年12月結(jié)束注聚，隨著注聚結(jié)束，二元驅(qū)后地層中仍有大量聚合物殘留，油田剩余油分布更加復(fù)雜、儲(chǔ)層非均質(zhì)性更加嚴(yán)重[4?5]，含水回升更快[6]，導(dǎo)致油田的含水會(huì)在短暫平穩(wěn)后迅速上升且聚合物沒有得到有效利用[7]。注聚結(jié)束后油田平均采出程度僅為25.5%左右，根據(jù)海上油田儲(chǔ)層特點(diǎn)的特殊性，進(jìn)一步提高采收率潛力巨大[8?13]。目前海上油田尚未形成一套完整的二次高效開發(fā)配套技術(shù)[14]。因此，本文設(shè)計(jì)不同組合的驅(qū)油體系，分別對(duì)高質(zhì)量濃度聚合物驅(qū)（簡(jiǎn)稱高濃聚合物驅(qū),以下同）、高濃聚合物?二元體系[15?16]和聚驅(qū)后非均相3組室內(nèi)實(shí)驗(yàn)進(jìn)行對(duì)比分析，為二元驅(qū)后油藏二次高效開發(fā)技術(shù)政策制定提供支持，為海上油田形成一套完整的二次高效開發(fā)配套技術(shù)奠定基礎(chǔ)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 裝置、儀器、部件及工具

裝置、儀器、部件及儀器：恒溫箱、漏斗、鐵架臺(tái)、天平、注射器、布氏黏度計(jì)、攪拌棒、榨汁機(jī)、恒溫水浴、真空泵、刻度試管、平流泵、活塞容器、壓力檢測(cè)器、六通閥、壓力表等。

1.2 材料

實(shí)驗(yàn)材料包括：油樣、清水樣品、污水樣品、蒸餾水、柴油、人造巖心、AB膠等。

1.3 方法

巖心采用?3.8 cm×30 cm、?2.5 cm×30 cm的三層非均質(zhì)人造巖心，巖心滲透率分別為500×10-3、1 000×10-3、3 000×10-3μm2。 配 制 溫 度57℃下黏度為17.2 mPa·s的模擬油樣，按表1的物質(zhì)組成配制模擬地層水。將人造巖心連接到抽空系統(tǒng)進(jìn)行抽空飽和水，通過飽和進(jìn)巖心的水的質(zhì)量計(jì)算巖心的孔隙體積。通過模擬油驅(qū)出的水的體積，計(jì)算巖心的飽和油量和含油飽和度。配制驅(qū)替方案所需藥劑，剪切至黏度保留1/3。將過濾后的污水容器、0.2 PV聚合物驅(qū)（1 200 mg/L）容器+0.2 PV二元復(fù)合驅(qū)（1 200 mg/LP+0.2%S）容器+注聚末期最優(yōu)段塞容器+高聚合物容器分別進(jìn)行編號(hào)，開始驅(qū)替實(shí)驗(yàn)并記錄數(shù)據(jù)。

2 實(shí)驗(yàn)方案及結(jié)果討論

正交實(shí)驗(yàn)是研究多因素試驗(yàn)的一種科學(xué)方法，采用正交設(shè)計(jì)進(jìn)行高濃聚合物驅(qū)、高濃聚合物+二元及非均相3種提高采收率方案的研究。

2.1 高濃聚合物驅(qū)

實(shí)驗(yàn)采用正交實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)（見表1-4），水驅(qū)至含水率75%+0.30 PV聚合物驅(qū)（1 200 mg/L）+0.30 PV二元復(fù)合驅(qū)（1 200 mg/LP+0.2%S）+注聚末期最優(yōu)段塞+高濃聚合物+后續(xù)水驅(qū)至含水率98%。正交實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，高濃聚合物驅(qū)效果影響因素從大到小依次為：段塞尺寸>聚合物質(zhì)量濃度>注入速度，最優(yōu)組合為方案5，段塞尺寸0.40 PV+聚合物質(zhì)量濃度2 500 mg/L+注入速度0.04 PV/a，提高采收率13.55%。

表1 模擬地層水物質(zhì)組成Table1 Material composition of simulated stratigraphic water

表2 高濃聚合物驅(qū)正交實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)Table 2 Orthogonal experimental design table for high concentration polymer flooding

繪制高濃聚合物驅(qū)條件下，隨著注入PV數(shù)變化，采出程度、含水率、壓力及分流率的變化曲線，如圖1、2所示。

表4 高濃聚合物驅(qū)正交實(shí)驗(yàn)級(jí)差分析Table 4 Differential analysis table of orthogonal experi?ment for high concentration polymer flooding

圖1 高濃聚合物驅(qū)采出程度、含水率及壓力隨注入PV數(shù)變化Fig.1 Extraction degree,moisture content and pressure change versus PV injection number for high concentration polymer flooding

圖2 高濃聚合物驅(qū)分流率隨注入PV數(shù)變化Fig.2 Change of shunt rate versus PV injection number for high concentration polymer flooding

由圖1、2可知，隨聚合物段塞尺寸增加，高濃聚合物溶液可以發(fā)揮液流轉(zhuǎn)向作用，促使高滲層分流率減小，中低滲透層分流率增大，化學(xué)劑波及范圍擴(kuò)大，采出程度增加，最終采收率提高。

2.2 高濃聚合物?二元驅(qū)體系

實(shí)驗(yàn)采用正交實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)（見表5-7），水驅(qū)至含水率75%+0.30 PV聚合物驅(qū)（1 200 mg/L）+0.30 PV二元復(fù)合驅(qū)（1 200 mg/LP+0.2%S）+注聚末期最優(yōu)段塞+高濃聚合物體系+二元體系+后續(xù)水驅(qū)至含水率98%。

表5 高濃聚合物?二元驅(qū)體系正交實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)Table 5 Orthogonal experimental design table for high concentration polymer?binary flooding system

表6 高濃聚合物?二元驅(qū)體系正交實(shí)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)Table 6 Statistical table of orthogonal experiment for high concentration polymer?binary flooding system

表7 高濃聚合物?二元驅(qū)體系正交實(shí)驗(yàn)極差分析Table 7 Differential analysis table of orthogonal experi?ment for high concentration polymer?binary flooding system

正交實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)結(jié)果表明，注入效果影響因素從大到小依次為：段塞尺寸>w（聚合物）>注入速度，最優(yōu)組合為方案4，段塞尺寸0.35 PV+w（聚合物）0.25%+注入速度0.03 PV/a，提高采收率10.93%。

繪制高濃聚合物?二元驅(qū)體系條件下，隨著注入PV數(shù)變化，采出程度、含水率、壓力及分流率的變化，如圖3、4所示。

圖3 高濃聚合物?二元驅(qū)體系采出程度、含水率及壓力隨注入PV數(shù)的變化Fig.3 Extraction degree,moisture content and pressure change versus PV injection number for high concentration polymer?binary flooding system

圖4 高濃聚合物?二元驅(qū)體系分流率隨注入PV數(shù)變化Fig.4 Change of shunt rate versus PV injection number for high concentration polymer?binary flooding system

由圖3、4可知，注入高濃聚合物?二元驅(qū)體系后含水率出現(xiàn)二次下降，高滲層分流率減小，中低滲分流率增加，隨聚合物段塞尺寸增加，注入壓力升高，含水率降幅增大，采收率增加。但隨著注入PV數(shù)的增加，當(dāng)注入1.2 PV時(shí)，高濃聚合物不再發(fā)揮作用，含水率快速上升，壓力下降，高滲層分流率迅速增加，中低滲層分流率迅速下降，采出程度趨于平緩。與高濃聚合物驅(qū)相比，高濃聚合物?二元驅(qū)體系驅(qū)油效果較差。由圖1和圖3對(duì)比可知，與高濃聚合物?二元體系相比，注入1.1 PV時(shí)，高濃聚合物驅(qū)注入壓力為0.08 MPa，高濃聚合物?二元體系注入壓力為0.04 MPa，高濃聚合物溶液驅(qū)平均注入壓力較高，從而使中低滲透層分流率較高，最終采收率較高。

2.3 聚驅(qū)后非均相

非均相實(shí)驗(yàn)進(jìn)行藥劑配制，包括聚合物的配制、二元體系的配制和非均相體系配制，其中二元體系藥劑配制時(shí)，使用針管將表面活性劑加入稀釋后的聚合物溶液當(dāng)中，并進(jìn)行剪切；非均相體系的配制需要按照實(shí)驗(yàn)方案配制二元體系目的液，剪切之后與PPG母液按比例混合，配制成非均相體系。

實(shí)驗(yàn)方法：對(duì)連接好的巖心進(jìn)行密閉性測(cè)試，將巖心連接在真空泵上進(jìn)行抽真空處理，直至壓力達(dá)到-0.98 kPa大氣壓并維持2 h以上；關(guān)閉巖心兩側(cè)閥門，使用手動(dòng)計(jì)量泵將地層水飽和進(jìn)巖心，記錄飽和水量，并計(jì)算巖心孔隙度；以地層溫度（57℃）進(jìn)行飽和油，飽和2 PV以上直至巖心出口端不再產(chǎn)水，關(guān)閉巖心兩側(cè)閥門，記錄飽和油量并計(jì)算巖心含油飽和度，將巖心置于恒溫箱中8 h左右模擬原油老化，完成三根巖心的飽和油實(shí)驗(yàn)，并記錄各巖心數(shù)據(jù)。

采用正交設(shè)計(jì)（見表8-10），水驅(qū)至含水率75%+0.30 PV聚合物驅(qū)（1 200 mg/L）+0.30 PV二元復(fù)合驅(qū)（1 200 mg/LP+0.2%S）+注聚末期最優(yōu)段塞+非均相體系+后續(xù)水驅(qū)至含水率98%。

表8 聚驅(qū)后非均相正交實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)Table 8 Orthogonal experimental design tables for heterogeneous phase after polymer flooding

表9 聚驅(qū)后非均相正交實(shí)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)Table 9 Statistical table of orthogonal experiment for heterogeneous phase after polymer flooding

正交實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)結(jié)果表明，非均相體系驅(qū)油效果影響因素從大到小依次為：聚合物質(zhì)量濃度>段塞尺寸>PPG質(zhì)量濃度>w(表活劑)，最優(yōu)組合為方案3，聚合物2 000 mg/L+段塞尺寸0.40 PV+PPG質(zhì)量濃度1 000 mg/L+w(表活劑)0.30%，提高采收率16.05%。

表10 聚驅(qū)后非均相正交實(shí)驗(yàn)級(jí)差分析Table 10 Differential analysis table of orthogonal experi?ment for heterogeneous phase after polymer flooding

在聚驅(qū)后非均相條件下，隨著注入PV數(shù)變化，采出程度、含水率、壓力及分流率的變化曲線，如圖5、6所示。

圖5 聚驅(qū)后非均相壓力、含水率及采出程度隨注入PV數(shù)變化Fig.5 Variation curves of pressure,water content and re?covery rate with PV injection number for heterogeneous phase after polymer flooding

由圖5、6可知，注入非均相體系后含水率均出現(xiàn)二次下降，方案3提高采收率幅度最大，高滲層分流率減小，中低滲分流率增加，波及體積大，采收率最好。這是因?yàn)榉蔷鄰?fù)合驅(qū)油體系通過發(fā)揮PPG與聚合物在增加體系黏彈性方面的加合作用，使該體系具有良好的運(yùn)移能力和洗油性能[17]，進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積，發(fā)揮表面活性劑具有的大幅度降低油水界面張力的作用，提高洗油效率。

圖6 聚驅(qū)后非均相分流率隨注入PV數(shù)變化Fig.6 The variation curve of the flow rate with the injection PV number for heterogeneous phase after polymer flooding

3 結(jié) 論

（1）對(duì)海上油田二元驅(qū)后提高采收率技術(shù)進(jìn)行了探索，室內(nèi)物理實(shí)驗(yàn)表明，3種驅(qū)油體系均能使液流轉(zhuǎn)向，降低高滲層的分流率，提高中低滲層的分流率，擴(kuò)大波及體積，從而提高驅(qū)油效率。

（2）3種室內(nèi)實(shí)驗(yàn)高濃度聚合物驅(qū)、高濃聚合物?二元體系和非均相驅(qū)分別提高采收率為13.55%、10.93%和16.05%，非均相驅(qū)油實(shí)驗(yàn)提高采收率效果最好，為后續(xù)調(diào)剖優(yōu)化和單井個(gè)性化設(shè)計(jì)提供了技術(shù)支持。